为全面贯彻落实党中央、国务院的有关决策部署，推进新能源实现安全可靠替代，确保电力安全稳定供应，近期，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》（以下简称《指导意见》）。《指导意见》主要从加强调峰能力建设、推进储能能力建设、推动智能化调度能力建设、强化市场机制和政策支持保障等方面明确未来一段时期的重点任务，是推动新能源大规模高比例发展、加快构建新型电力系统的重要指导性文件。

　　一、《指导意见》出台的重大意义

　　（一）调节能力建设是新能源高质量发展的重要保障

　　电力系统调节能力持续增强，有力支撑新能源高效消纳利用。新能源自“十二五”以来进入了规模化发展阶段，系统调节能力不足问题逐步显现，部分地区出现了较为严重的弃风弃光问题。“十三五”期间，从充分挖掘现有系统调峰能力、加大调峰电源规划建设力度、优化电力调度运行、大力提高电力需求侧响应能力等方面多措并举，有效支撑新能源利用率自2019年以来持续保持在95%以上的较高水平。

　　（二）新形势下加强系统调节能力建设意义重大

　　2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，提出要加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，调节能力建设是落实“灵活智能”的关键举措，亟需加强源网荷储各侧调节资源及系统智能化调度能力建设。

　　新能源大规模发展亟需充分挖潜源网荷储各侧调节资源。当前部分地区、部分时段消纳问题逐步显现。一是部分地区新能源消纳相对困难。2023年，蒙西（93.2%）、青海（94.2%）风电利用率相对较低；西藏（78.0%）、青海（91.4%）光伏发电利用率相对较低。二是大基地新能源项目将大幅增加系统消纳压力。随着项目陆续建成投运，预计西北、蒙西地区利用率下降风险较大。三是光伏爆发式增长造成午间消纳压力大。河南、山东、河北等地区在春节等负荷较低、传统电源开机较少的特殊时段光伏消纳日益困难。“双碳”目标下，预计2027年新能源发电量占比将提升至20%以上，需在进一步挖掘存量调节能力潜力基础上加快源网荷储各侧调节资源建设。

　　新型电力系统中智能化调度能力建设亟待提速。目前新型储能、多能互补、源网荷储一体化等新模式、新业态主要受调度机制未理顺等因素制约，难以充分发挥对于系统的容量支撑和新能源消纳等综合效果，导致新能源尚未形成安全可靠替代能力，仅可部分替代传统电源发电量，但不能替代其可靠容量，去年以来国网经营区新能源最小同时率为4%，受“晚峰无光”影响，在平衡最紧张的晚峰，光伏贡献基本为零。未来，新型电力系统需加强对海量资源的可观可测可控能力，通过智能化调度能力建设，实现源网荷储灵活互动和协调优化，支撑新能源安全可靠替代。

　　新形势下，《指导意见》的出台具有重要的现实意义，将为保障电力安全稳定供应和新能源大规模高比例发展提供重要指导，为推动新型电力系统构建和能源电力清洁低碳转型提供重要支撑。

　　二、科学优化调节能力规划建设及调度运行，支撑构建新型电力系统

　　电力系统是一个整体，需坚持系统思维。一方面，《指导意见》从源网荷储和调度运行等各环节统筹提出重点措施，共同提升电力系统调节能力。另一方面，《指导意见》提出“统筹制定实施方案”，通过加强顶层设计，以系统思维统筹新能源发展与调节能力建设，可有效防范调节能力与新能源发展节奏不匹配带来的利用率大幅下降风险。

　　（一）源网荷储多措并举，夯实系统调节能力的物理基础

　　电源侧是当前系统调节能力的主要来源。《指导意见》提出“着力提升支撑性电源调峰能力”“统筹提升可再生能源调峰能力”，从化石电源和非化石电源两方面共同提升系统调节能力。一是深入推进煤电机组灵活性改造，可以优化能源结构，同时充分发挥煤炭保障能源安全的“压舱石”作用。二是新能源作为新增装机主体，未来需依托技术创新打造系统友好型新能源电站，降低对电网调峰的需求并具备一定容量支撑能力。

　　电网是系统调节能力的优化配置平台。《指导意见》提出“充分发挥大电网优化资源配置平台作用”。一是通过优化送受端近区网架、探索应用新型输电技术等方式，有效支撑沙戈荒地区高比例可再生能源高效送出消纳和优化配置。二是通过加强联络线建设，提升区域间、省间互济共享能力，在更大范围内优化配置调节资源。

　　负荷侧是系统调节能力的重要补充。《指导意见》提出“全面推进需求侧资源常态化参与电力系统调峰”。未来电力用户既是电力供应保障的服务对象，也是电力系统重要的调节资源，需推动终端负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。

　　储能是未来系统调节能力的重要支撑。常规电源未来新增规模有限，抽蓄和新型储能将成为新增系统调节能力的主力。《指导意见》一是提出抽蓄未来的科学发展布局方向。抽蓄对站址要求高、单站规模大、建设周期长，需以系统需求为导向，优化开发布局，统筹抽蓄与其他调节资源、尤其是新型储能的优化配置。二是提出源网荷各侧新型储能的发展方向。需结合系统需求及技术经济性，统筹优化源网荷各侧新型储能布局，充分发挥新型储能支撑新能源基地开发外送、提升系统支撑和调节能力、提升分布式新能源就地消纳能力等多元化作用。

　　（二）推动系统智能化调度能力建设，从运行层面保障调节能力充分发挥

　　《指导意见》从大电网跨省区协同、配电网就地平衡、多资源品种协同等方面提出系统智能化调度能力建设和调度运行模式优化方向。


　　一是提升大电网跨省跨区协调调度能力。目前通道曲线多采用协议曲线，省间调节资源互济潜力未能充分挖掘，需打破省间壁垒，建立送电曲线动态优化、通道送受两端协同调节的调度新模式。


　　二是加强配电网就地平衡调度能力。随着分布式新能源的快速发展，配电网调度模式需逐步适应有源化发展趋势，逐步具备就地平衡和为大电网主动提供支撑的能力，缓解大电网调节压力。


　　三是探索多资源品种协同调度机制。多能互补大基地和源网荷储一体化是新能源未来重要的开发模式，通过建立多能源品种协同、源网荷储协同调度机制，改善整体对外特性，可有效提升新能源消纳利用水平和电力支撑能力。


　　三、加强技术和体制机制创新，保障系统调节能力的有效发挥


　　随着能源电力转型不断深入，源网荷储各环节的功能定位和特性将发生重大调整，需依托技术和体制机制创新充分调动源网荷储各侧资源，保障系统调节能力有效发挥。


　　（一）加快开展新型储能关键技术攻关


　　《指导意见》提出新型储能技术特性重点发展方向。随着新能源占比大幅提升，系统大规模长时调节需求凸显，需加快推动储电、储热、储冷、储氢等各类储能技术在安全性、容量、成本等多方面取得重大突破，实现安全、灵活、经济的多类型新型储能技术在电力系统中的规模化应用。


　　（二）推动电网数字化、智能化技术升级


　　《指导意见》提出推动先进数字信息技术在电力系统各环节广泛应用。通过技术改造升级，可有效提升源网荷储可观可测可控能力，支撑调度运行管理从单一、被动监控的传统模式逐步转变为协同、主动监控的智慧模式，调度决策从“源随荷动”向“源网荷储多元互动”转变。


　　（三）完善价格和市场机制保障


　　《指导意见》提出“积极推动各类调节资源参与电力市场”“建立健全促进调节资源发展的价格机制”。价格和市场机制创新是系统调节能力发挥的关键制度保障，需充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，发挥价格政策的关键引导作用，统筹协调、充分调动源网荷储各侧资源积极性，切实发挥自身优势参与系统调节。